海水脱硫改造工程的循环水系统优化设计

2021-10-21郑经纬郑培钢储剑锋

电力勘测设计 2021年9期

杨帆，郑经纬，郑培钢，储剑锋

（1.中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司，上海 200063；2.中国能源建设股份有限公司，北京 100022）

0 引言

当前直流供水电厂的脱硫工艺主要有石灰石脱硫和海水脱硫两种。由于石灰石脱硫适应性强，因此大多数电厂均采用该脱硫工艺。然而该系统运行采购、消纳等环节较为繁琐，且石灰石在运输、磨制、装卸等过程中也会产生扬尘污染。此外，石灰石脱硫还面临脱硫废水处理的问题。

海水脱硫应用于高碱度海域的海边电厂，具有运行简便且无扬尘、废水处理等问题的优点。本文以广西地区某海水直流供水火电工程为例，分析直流供水系统电厂改用海水脱硫工艺对循环水系统的影响，并提出了循环水系统优化设计方案。

1 工程概况

1.1 工程简介

某工程建设2×1 000 MW超超临界燃煤机组，同步建设烟气脱硫脱硝设施；循环水系统采用直流供水方案，循环冷却水水源为海水，引水方案选择明渠引水、循环水泵房供水方案；2台机组合建1座循环水泵站，循环水系统采用单元制方式运行，每台机组配3台国产固定叶立式混流循泵（2台循泵配双速电机），室内布置，单台循泵流量11.85 m3/s，扬程17.7 m，电机功率2 700 kW。循泵出口安装液控蝶阀，春夏秋季采用1机3泵运行、冬季或减负荷时采用1机2泵运行；循环水排水系统设有虹吸井、排水箱涵、排水工作井、排水口。

原循环水设计流程如下：

取水口→取水明渠干渠→循环水泵站进水箱涵或敞开式喇叭口→循环水泵站（设在主厂房A排前）→循环水供水压力管→凝汽器/开式冷却水系统→循环水排水压力管→虹吸井→排水箱涵→排水工作井→排水口。

该电厂原脱硫工艺采用石灰石脱硫，但预留了改造海水脱硫条件，主要包括：①总平面布置预留海水曝气池及海水升压泵房的建设位置；②循泵房预留换泵条件。在项目建设过程中，脱硫工艺由石灰石脱硫改为海水脱硫。

该工程循环水系统各建（构）筑物已基本建设完成，主要包括：循泵房、循环水管道、排水箱涵、虹吸井、排水工作井。

1.2 厂址自然条件

1.2.1 特征潮位

直流供水系统的高程设计取决于取排水特征潮位和地坪标高。本工程场地标高5.5 m，取排水特征潮位如表1所示。

表1 设计潮位m

1.2.2 水温

取水区域的水温和气温变化趋势是一致的，水温的变化有明显的季节性，即夏秋高、冬春低；垂直梯度是春夏大、秋冬小。根据相关水文站1967—2010年实测资料统计，累年各月水位如表2所示。

表2 取水水温℃

1.2.3 碱度

海水碱度直接影响着海水脱硫所需的海水量，碱度越高，吸收相同的SO2的能力越强，所需的水量越小。本项目海水碱度参数如表3所示。

表3 海水碱度

1.2.4 燃煤含硫量

海水脱硫所需海水量取决于煤种的含硫量，燃煤含硫量越大，所需的海水量越多。本工程设计煤种和校核煤种含硫量分别为0.75%和0.57%。

2 脱硫工艺

2.1 脱硫工艺分类

燃煤电厂采用的脱硫工艺种类繁多，结合该工程的特点，适合该工程的脱硫工艺主要有石灰石脱硫及海水脱硫两种方案。

石灰石脱硫工艺的原理是采用石灰石制成浆液作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及鼓入的强制氧化空气进行化学反应，最后生成石膏，从而达到脱除SO2的目的。

海水脱硫工艺是利用纯海水的天然碱性吸收烟气中SO2的脱硫技术。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的SO2被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾排放。吸收SO2后的海水经曝气池曝气处理，使其中的SO32-氧化成为稳定的SO42-后排入大海。

2.2 海水脱硫工艺

海水脱硫工艺的系统由烟气吸收系统和海水恢复系统组成。

烟气吸收系统流程为：循环水排水→海水升压泵前池→海水升压泵→吸收塔→曝气池→曝气池排水沟→循环水排水沟→排海。

海水恢复系统流程为：曝气池上游循环水排水沟→曝气池→曝气池下游循环水排水沟→排海。

影响海水脱硫工艺的主要影响因素有海水水量、海水碱度、海水温度、烟气含硫量和曝气量，具体如下：

1）烟气含硫量越高，则需要更多的海水及曝气量；

2）海水碱度、流量、水温、烟气含硫量相同时，曝气量越大，脱硫效果越好；

3）海水碱度、流量、烟气含硫量相同时，水温越高，曝气效果越好，脱硫效果也越好；

4）海水碱度越低，为满足脱硫后海水排放要求，所需的海水量越多；

5）冬季海水温度低，曝气效果差，为达到环评指标，必须使用更多的海水。

3 改造工程对循环水系统的影响

采用石灰石脱硫时，循环水系统与脱硫系统相对独立，二者基本互不影响。改成海水脱硫，对循环水系统的影响主要体现在循环水系统总平面布置、循环水高程系统、循环水设备的选型、循环水系统的耗电量等方面。

3.1 对总平面布置的影响

根据本文2.2节的描述，海水脱硫工艺包括烟气吸收系统及海水恢复系统。对于烟气吸收系统，考虑到循环水排水水压很小，不能自流进入脱硫吸收塔，因此需要在原循环水排水系统附近新建取水泵房，将部分电厂循环水的排水升压至吸收塔，泵房内设置滤网、起吊设施、海水升压泵、阀门等。海水经吸收塔后，携带大量HSO3－及H+自流进入曝气池；对于海水恢复系统，则需要新建海水曝气池、曝气风机房及变频器间。电厂的所有循环水经过曝气池后又重新自流进入循环水排水系统，最终排入大海。

综上所述，海水脱硫改造需要新增的建（构）筑物有升压泵房、曝气池、风机房、变频器间等。其中，海水脱硫曝气池及海水升压泵房占地面积较大。

3.2 对高程系统的影响

对于直流供水的海边电厂，曝气池与外海直接相连，随着排水口处潮位的变动，曝气池的水位也会随之上下波动。通常情况下，曝气池内都建有溢流堰以控制曝气区内水位的波动，来保证曝气效果和风机的合理选型，进而确保脱硫工艺系统稳定运行。溢流堰的设置改变了已有排水系统的水位，整个循环水排水的高程系统随之发生改变。因此，海水脱硫工艺的高程系统已经融入到循环水高程系统，其高程优化对电厂经济运行意义重大。

3.3 对设备选型的影响

电厂循环水泵的流量及扬程一般根据冷端优化计算确定，改为海水脱硫工艺后，循环水泵的流量及扬程需要进一步复核。

3.4 对循环水系统耗电的影响

受曝气池堰的影响，循环水泵扬程升高，循泵轴功率及相应电机功率相应增大；此外海水升压泵的设置也增加了系统的电耗。

3.5 对运行的影响

一般机组夏天所需水量大于冬天，但对于采用海水脱硫工艺的机组而言，因为冬季水温低导致曝气效果差，致使所需的海水量与夏季相当。因此，采用海水脱硫电厂的循环水系统水量与水温的季节性变化不大。机组额定工况下运行时，循泵基本都是一机三泵运行。

采用石灰石脱硫，机组额定工况下运行时,循环水泵可根据季节性的水温变化，采用一机两泵或者一机三泵运行。

3.6 新建海水脱硫工程与改造工程的差异

通过本文3.1～3.5节的分析可知，海水脱硫工艺对循环水系统影响较大，对于新建的海水脱硫工程，在循环水系统设计时，需要兼顾脱硫系统。

对于改造工程，循环水系统的建（构）筑物都已建设完成，由于循环水系统的大部分建（构）筑物如循环水泵房、循环水管沟、虹吸井等，都是地下结构，重建和拆除工程量大，施工周期长，投资成本高。因此在脱硫系统改造时，系统的设计必须优化，论证充分利用这些已有建（构）筑物的可行性。

利旧优化设计的主要原则在于：

1）水量基本与原系统相同，取水系统水头损失基本不变，从而可以保证循环水取水建（构）筑物及循环水泵房可以利旧；

2）合理设计曝气池水位，水压变化不宜过大，保证水压不会超出原有建（构）筑物的设计压力，从而充分利用已有的循环水排水沟、排水工作井等建（构）筑物。

4 系统设计优化

4.1 原循环水系统简介

原循环水系统按照明渠引水、循环水泵房供水方案设计；2台机组合建1座循环水泵房，循泵房布置在汽机房A排与取水明渠之间。循环水排水建（构）筑物包括虹吸井、排水箱涵、排水工作井、排水口。每台机总循环水量为35.55 m3/s，原循环水排水系统高程图如图1所示。

图1 原循环水排水系统高程系统图

脱硫工艺改为海水脱硫后，循环水系统流程如图2所示。

图2 改造后循环水系统流程图

4.2 循环水量优化

由于明渠及循环水泵房都已完成施工，因此，海水脱硫改造总水量不宜增加太多，否则将有可能导致取水建（构）筑物的改造，大幅增加投资成本。

本文根据海水水量、烟气含硫量、水温、海水碱度、环评等多方面的因素反复核算，最终确定维持原水量，采用提高曝气效果来补充海水量不足的方案。曝气风机采用变频控制。

4.3 高程系统优化

由于循环水系统各建（构）筑物是按照百年一遇潮位设计，即在取水区域为百年一遇潮位时，电厂能够安全稳定运行，海水脱硫工艺系统作为电厂各系统的一部分，也必须满足该要求。因此，以往很多的海水脱硫改造项目，为控制曝气池堰上水位波动，保证曝气效果，溢流堰的堰顶按照百年一遇潮位时，堰顶过流为自由出流考虑。此种做法虽然能控制堰上水位波动，但是循泵扬程将大幅度提高，对循泵影响太大，厂用电率也大幅度增加。因此，十分有必要对高程系统进行优化设计。

由于曝气池堰的长度较大，约30 m，且高潮位时，曝气池内水深较大，对堰的结构设计影响大，因此，本文暂不考虑设置可调节堰。此外，外海水位时刻都在变动，很难实现可调节堰的实时控制。

本文分别以3个外海潮位对系统进行优化：

1）方案一：外海潮位为百年一遇潮位4.50 m时，堰顶自由出流；

2）方案二：外海潮位为十年一遇潮位4.00 m时，堰顶自由出流；

3）方案三：外海潮位为0.60 m时，堰顶自由出流。

图3～图5分别表示三种工况下的排水高程系统图。

图3 方案一高程系统

图4 方案二高程系统

图5 方案三高程系统

结合图1、图3～图5分析：

1）方案一曝气池上游水位恒定，风机风压波动范围小，风机无需变频，但对循泵影响大，循泵扬程需要增加6.30 m，循泵电机轴功率增加最大，每台机约增加2 800 kW；同时，由于水压增加过大，已有虹吸井、排水箱涵不能利用，需要拆除重建，固定投资大，循泵房的结构另需结合设备资料进一步复核。

2）由于十年一遇水位和百年一遇水位相差较小，因此方案二和方案一类似，堰上水位浮动小，仅0.15 m，但对原循环水系统影响较大，循泵电机轴功率增加较多，每台机约增加2 600 kW，已有虹吸井、排水箱涵无法利用，需要拆除重建，固定投资大，循泵房的结构另需结合设备资料进一步复核。

3）方案三对循泵的扬程影响最小，循泵扬程仅增加2.05 m，循泵电机轴功率增加约900 kW，且风机的风压变化范围为±3.25 m，在设备允许范围内，可以通过变频措施，根据水位调整风机运行状态，该方案对原有排水建（构）筑物影响最小，已有建（构）筑物能充分利用，减少改造工程的固定投资。

各方案对比如表4所示。

表4 各方案对比

通过表4可知，方案三既能满足工艺要求，又能节省厂用电，同时还能充分利用已有建（构）筑物，减少工程投资，对电厂循环水系统的影响最小，该项目按方案三实施：循泵扬程提高2.05 m，更换循泵房内的循环水泵；取水明渠、循泵房、循环水管、排水箱涵等充分利用原有建（构）筑物。此外，考虑到曝气池中已设有溢流堰，为减小循环水系统阻力，同步拆除虹吸井中的堰。